跨省輸配電價格將核定有望破解西部“棄風棄水”難題

2017-07-28 15:03:51 大云網　點擊量：評論 (0)

我們正在組織各方面研究制定新增配電網配電價格形成機制的辦法。如果把跨省跨區、區域電網、地方電網、增量配電網價格改革都做了，整個輸配電價改革就基本完成。國家發改委價格司巡視員張滿英說。輸配電改革下一

“我們正在組織各方面研究制定新增配電網配電價格形成機制的辦法。如果把跨省跨區、區域電網、地方電網、增量配電網價格改革都做了，整個輸配電價改革就基本完成。”國家發改委價格司巡視員張滿英說。

輸配電改革下一步

電力改革正在加速推進，在“管住中間、放開兩頭”總體思路下，電力的上游和下游市場正在變得活躍起來，但是輸配環節的改革是難點，其中跨省跨區和區域電網輸配電價核定又是其中的難點之一。

這項改革將要加速推進，國家發改委昨天的會議透露了這樣的改革信號。在煤炭價格迅速上漲的背景下，當前火電行業正遭受巨大的成本上漲壓力。但無論進行怎樣的改革，都需要看到，從全球橫向比較來看，中國工業電價仍然較高，這抬升了整個工業的運行成本。推動價格形成機制市場化、降低工業企業用電成本應當是改革的方向。

西部能源大省或將迎來新發展時期。

7月26日，國家發改委價格司巡視員張滿英透露，下一步將開展跨省跨區和區域電網輸配電價的核定工作。

“在進一步厘清區域電網與省級電網之間關系的基礎上，合理核定區域電網輸配電價水平。進一步將輸配電價改革向縱深推進。”他在7月26日舉行的輸配電價改革及價格市場化程度測算有關情況的新聞發布會上說。

21世紀經濟報道記者獲悉，截止到目前，從2014年開始的首輪輸配電價格改革試點已經基本完成，各省市自治區域的電網輸配電改革實現了全覆蓋，相應地電網盈利模式也發生了改變，這大大降低了電力成本。

不過，電力市場改革的難點在于跨省交易和新增的配電網的價格形成機制改革。國家能源局數字顯示，今年上半年全國“棄風”電量235億千瓦時，全國“棄光”電量37億千瓦時。在2016年，全國“棄風棄水棄光”總計達1100億千瓦時，比三峽電站1年發的電還多。一些沿海發達地區電力超負荷運行，但是西部一些省份的水電、風電價格相對便宜卻過剩。

此前，福耀玻璃董事長曹德旺曾指出，中國工業用電成本是每度電0.6元(人民幣)左右，美國是0.3元左右。廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強也指出，“中國目前能源成本在國際上仍偏高，比如煤炭就是如此，這導致煤電等成本價格高。”

對于西部一些地方的過剩電力，林伯強建議，當地能消化最好，遠距離輸送成本仍偏高。比如福建的風電就很賺錢，因為本地市場可以利用。但是西北風電就地消化難度大。

跨省輸配電價格將核定

7月26日，張滿英透露，在省級電網輸配電價核定后，要對跨省跨區專項輸電工程，比如西電東送等輸電價格進行重新核定，具體測算工作已經進行了部署。

張滿英同時指出，下一步還要研究制定電網和新增的配電網的價格形成機制。現在不僅有國家電網、南方電網和蒙西電網，還有像四川、廣西、新疆等地方管理的地方電網。隨著國家有序放開增量配電網，鼓勵社會資本投資、建設、運營增量配電網，地方價格主管部門要核定新增配電網的配電價格。

“我們正在組織各方面研究制定新增配電網配電價格形成機制的辦法。如果把跨省跨區、區域電網、地方電網、增量配電網價格改革都做了，整個輸配電價改革就基本完成。”張滿英說。

據21世紀經濟報道記者了解，省級區域內輸配電價格改革已大大降低了電力成本。但是省級之間輸配電成本需要盡快核定，另外新的配電網輸配電價格機制，也要研究。

比如云南水電最低的上網電價每度電不到0.1元，但是大量的電力本地無法消化，外輸則存在難度，結果是“棄水”嚴重。但是目前跨省輸配電只有協商價格。

根據國家發改委2015年的通知，協商后，西部的向家壩、溪洛渡水電站送上海落地電價為每千瓦時0.4386元，送浙江為每千瓦時0.4513元，送廣東為每千瓦時0.4695元。

而向家壩、溪洛渡水電站送上海的上網電價為每千瓦時0.3149元，送浙江為每千瓦時0.3391元，送廣東為每千瓦時0.3565元。由此可以計算出，中間的輸配電和損耗價格成本為每千瓦時0.1元左右。

華創證券分析師王秀強認為，目前跨省上網電價和落地電價都是協商的，中間的輸配電為政府定價，下一步跨省輸配電價格需要重新核算。

另外與新增的電網輸配電價格也要核算，目前執行標準參考的是各省電網輸配電收費標準。“現在要做的是將交易的電量做大，讓市場供求來決定價格。”他說。

破解西部“棄風棄水”難題

21世紀經濟報道記者了解到，目前從云南發往廣東的電力輸配電成本并不低。

根據廣州電力交易中心發布的信息，近期廣州電力交易中心組織開展了8月云南送廣東月度發電合同轉讓交易。由于出讓方和受讓方申報價格差距較大，本次交易成交電量為0。

出現這種情況的原因是，發電企業平均申報出讓價格261.77元/兆瓦時(相當于每千瓦時0.26177元)，但是受讓方發電企業平均申報代發價格149.55元/兆瓦時。

其中最高申報代發價為170元/兆瓦時，最低申報代發價為130元/兆瓦時，折算到廣東側交易關口分別為361.9元/兆瓦時、319.09元/兆瓦時。

為什么會出現云南出讓電價為每千瓦時約0.13元，到了廣東折算落地時交易價格高達每千瓦時0.319元呢?華創證券分析師王秀強指出，這是因為涉及到省內以及跨省的輸電成本，以及線損成本。“這中間附加的價格與水電上網電價差不多。每年云南和廣東都要協商水電外送的規模和電價。”

根據“十三五”云電送粵框架協議和《2016年云電送粵購售和輸送電能合同》，2016年西電東送框架協議價格廣東落地電價0.4505元/千瓦時，依次扣減超高壓輸電價(0.082元/千瓦時)和線損電價后，云南上網電價0.34428元/千瓦時。在此基礎上，扣減云南省內500千伏輸電價0.0915元/千瓦時，框架協議內西電東送掛牌價格0.25278元/千瓦時。

而框架協議外西電東輸掛牌價格在框架協議內廣東落地協議基礎上下調0.1元、0.08元、0.07元，分別為0.15935元/千瓦時、0.17803元/千瓦時、0.18738元/千瓦時。

這就是說，云南電力輸往廣東，僅僅省內和跨省輸配電以及損耗的成本，達到了每度0.2元左右，接近協議價格。

但是廣東目前火電上網電價為每千瓦時0.4505元/度，與云南水電到廣東落地價格一樣。云南水電掛牌價格如果再上升，則在沿海要失去競爭力。而風電和光伏發電成本更高，其輸送到沿海，其競爭力可能會大幅降低。

國家能源局數據顯示，今年上半年甘肅“棄風”率是36%，新疆是32%，吉林是24%，遼寧是9%，內蒙古和黑龍江是16%。在光伏方面，今年上半年新疆“棄光”電量17億千瓦時，“棄光”率26%，甘肅“棄光”電量9.7億千瓦時，“棄光”率22%。

由于西北地區到南方或者華東地區有數千公里，加上損耗和跨省電網配送，最后在沿海成本可能要為火電上網電價的數倍。

也正因為此，廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強認為，西部的電力還是本地消化為優先。

林伯強表示，現在是要加快電網市場化改革，此外，還需要解決交叉補貼問題。

國家電網等今年降低了電價中大中型水庫移民后期扶持資金等收費，降價金額達到160億元。張滿英指出，通過這些措施和改革，使得電價結構更加合理。以前是通過電價征收了一些基金和附加費用，但現在這部分費用占的比例已從8.03%下降到了4.69%。

張滿英也指出，要妥善處理交叉補貼問題。為什么我們國家工商業用電水平高，主要原因是對居民、農業用戶承擔著電價交叉補貼。“ 這個問題要逐步解決，緩解矛盾。現在一些農村偏遠地區，電網作為央企，通過地區之間幫扶對農村偏遠地區電價進行補貼，也是處理交叉補貼的一種方式。”他說。